Ano: 2020

O pagamento de tarifas de acesso às redes por projetos de autoconsumo elétrico com isenção do pagamento dos custos de interesse económico geral (CIEG) entra em vigor na quinta-feira, mas com efeitos desde 20 de junho, foi publicado esta quarta-feira.

De acordo com uma diretiva da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), publicada esta quarta-feira em Diário da República, entra em vigor na quinta-feira, mas com efeitos retroativos a 20 de junho passado, o pagamento de “tarifas de acesso às redes a aplicar ao autoconsumo de energia elétrica através da RESP [Rede Elétrica de Serviço Público] aplicáveis aos projetos que beneficiem da isenção dos encargos correspondentes aos CIEG”.

O autoconsumo de energia elétrica em que não haja utilização da RESP, continua sem pagar este tipo de tarifas, esclarece o documento.

A diretiva, que vigora até 31 de dezembro de 2020, define, ainda, que a aplicação das tarifas é da responsabilidade do Operador da Rede de Distribuição (ORD) a que a instalação de utilização associada num autoconsumo se encontre ligada.

O regulamento da ERSE para o autoconsumo estabelece que as entidades gestoras do autoconsumo coletivo (EGAC) são as responsáveis pelo pagamento ao ORD das tarifas de acesso às redes, no caso da modalidade de autoconsumo coletivo.

Caso o autoconsumo individual utilize a rede pública, “então os destinatários e responsáveis pelo pagamento das tarifas de acesso às redes a aplicar pelos respetivos operadores da rede de distribuição, serão os autoconsumidores individuais”, lê-se na diretiva.

De acordo com um despacho assinado em junho pelo secretário de Estado Adjunto e da Energia, João Galamba, quem tem projetos individuais de autoconsumo de energia elétrica usufrui de uma isenção parcial (50%) no valor dos CIEG na sua fatura, enquanto nos projetos de autoconsumo coletivo e Comunidades de Energia Renovável (CER) a isenção é de 100%.

A presidente da Entidade Reguladora dos serviços Energéticos (ERSE), Cristina Portugal, anunciou que nos últimos oito anos os leilões de eletricidade proveniente da Produção em Regime Especial (PRE), ou seja, de fonte renovável, contribuíram para uma “poupança de 100 milhões de euros para consumidores”, de acordo com os resultados do Relatório de Resultados dos Leilões PRE – Análise Plurianual 2012/2019.

O regulador explica que estes leilões de renováveis iniciados 2012 “permitiram reduzir o sobrecusto desta energia, pago por todos os consumidores nas tarifas, em mais de 100 milhões de euros entre 2012 a 2019, o que significa uma redução média anual de cerca de 11,2 milhões de euros”. Com base também em números da ERSE, o ECO/Capital Verde tinha já avançado que nos últimos oito anos, os portugueses já pagaram nas suas faturas quase 11 mil milhões de euros por causa deste sobrecusto.

“O valor total (juros e amortizações) incorporado nas tarifas desde 2012 (o primeiro ano em que parte do sobrecusto da Produção em Regime Especial (PRE) [renováveis] foi adiado ao abrigo da legislação atualmente em vigor) corresponde a cerca de 10.756 milhões de euros”, esclarece fonte da ERSE. No entanto, sublinha o regulador, este valor deverá ser muito mais elevado, já que “desde o primeiro ano para o qual a ERSE definiu tarifas, 1999, as tarifas de acesso incorporam valores de sobrecusto de PRE”. Este sobrecusto diz respeito ao diferencial do custo da energia adquirida a produtores em regime especial com tarifa fixa, “baseado em acordos estabelecidos no passado quando a energia elétrica estava muito mais cara antes da crise financeira de 2008”, explicou Pedro Amaral Jorge, presidente da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN).

Em 2019 os consumidores domésticos saldaram 1,3 mil milhões de euros relativos ao sobrecusto com as renováveis, e mais 1,2 mil milhões em 2020. Apesar disso, neste momento está ainda por pagar uma dívida acumulada com a chamada Produção em Regime Especial (PRE) no valor de 2.374 milhões de euros, mostram os números da ERSE.

Na sua intervenção no segundo dia da conferência anual da APREN Portugal Renewable Energy Summit 2020, que decorre esta quinta-feira na Culturgest, em Lisboa, Cristina Portugal admitiu ainda que a participação das energias renováveis no sistema elétrico nacional influencia o preço do mercado de eletricidade e tem também “contribuído no sentido de aumentar a volatilidade dos preços a curto e médio prazo”.

“A presença de tecnologias renováveis na produção de eletricidade contribui fortemente para a satisfação da procura e tem um impacte real nas condições de formação do preço (spot) à vista no MIBEL, no sentido de contribuir para a descida do preço médio do mercado. Dada a base tecnológica das renováveis que estão em operação (com uma elevada percentagem de eólica e de hídrica), os impactes no preço de mercado são no sentido de aumentar a volatilidade de curto e de médio prazo, consoante haja maior ou menor disponibilidade do recurso renovável (vento, sobretudo no curto
prazo; hídrica, no médio prazo)”, disse.

A responsável do regulador sublinhou que “a integração dos mercados ibéricos favorece o desenvolvimento e a integração das renováveis”, o que leva a uma necessidade de “redesenhar os mercados para um futuro com mais flexibilidade e capacidade de adaptação”. “Os cenários de elevada presença de renováveis mudam fisionomia dos mercados, que têm de ser redesenhados”, disse Cristina Portugal.

Face à enorme necessidade de adaptação do sistema elétrico nacional num cenário de transição energética e de um futuro que se quer descarbonizado, Cristina Portugal garante que a ERSE “não será um obstáculo à inovação e à introdução de novas tecnologias” de produção de energia elétrica. Muito pelo contrário, cabe ao regulador ter um “papel de garantia estabilidade”.

“Se mantivermos o empenho em trabalhar de forma integrada, as novas tecnologias podem ser integradas de forma mais rápida e estaremos todos melhor preparados para responder ao futuro. O mundo da energia está a mudar muito e muito depressa. A forma mais efetiva de lidar com os desafios é olhar para objetivos e avançar de modo coordenado com grande capacidade de adaptação a novas circunstâncias, novas tecnologia e mercados”, disse Cristina Portugal, admitindo que ainda “não é claro qual o desenho específico para o futuro do sistema elétrico”.

“Ainda não é claro qual será o desenho específico de mercado de 2030, 40 ou 50, ou qual será o papel concreto que desempenharão então os operadores de rede, os operadores de sistema ou os operadores de mercado. O que sabemos é que todos teremos que demonstrar capacidade e adaptação num contexto com mais renováveis, mais agentes, decisões mais descentralizadas”, frisou.

A presidente da ERSE frisou a necessidade de “proteção dos consumidores mais vulneráveis nas tarifas e nos preços” e nesse contexto falou da poupança de 100 milhões de euros entre 2012 e 2019 com os leilões da Produção em Regime Especial criados pelo regulador.

“O objetivo era permitir aos comercializadores em mercado, o acesso a fontes de abastecimento em condições de estabilidade e menor volatilidade do preço e permitir ao comercializador de último recurso (CUR), a quem cabe comprar toda a PRE, diminuir a volatilidade do preço de venda e, com isso, estabilizar o sobrecusto da PRE”, explicou depois o regulador em comunicado.

O sobrecusto com as renováveis – que é na prática “a diferença entre o preço pago aos produtores com tarifa garantida e a receita gerada com a venda em mercado” – é pago por todos os consumidores nas suas faturas de eletricidade, “sendo como tal importante assegurar a estabilidade das receitas para o sistema, de modo a reduzir os riscos de variação das tarifas suportadas por todos os consumidores”, explica a ERSE.

Entre 2012 e 2019 foram realizados trinta e dois leilões de colocação a prazo de energia de PRE, correspondente a um volume total adjudicado em leilão de cerca de 43,4 TWh (mais de 85% do consumo anual em Portugal continental). A totalidade dos volumes colocados a licitação em todos os leilões realizados até à data foi integralmente colocada, tendo-se verificado sempre um excesso de procura, informa o regulador.

Nesse período, o preço médio de mercado diário situou-se em 47,61 €/MWh, enquanto o preço médio da energia entregue nos produtos colocados em leilão foi de 49,93 €/MWh, com uma margem positiva para o CUR, e consequentemente para o sistema elétrico no seu todo, de 2,32 €/MWh. Esta margem traduziu-se num valor acumulado de 100,77 milhões de euros, um benefício líquido para o Sistema Elétrico Nacional, na medida em que correspondeu a uma efetiva redução do sobrecusto com a PRE e, consequentemente, dos encargos suportados pelos consumidores nas tarifas